低滲油藏水驅(qū)后CO潛力評價及注采方式優(yōu)選

楊 紅 吳志偉 余華貴 江紹靜 朱慶祝 奧洋洋

1.延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院 2.中國石油長城鉆探工程有限責(zé)任公司 3.中石油新疆油田分公司

低滲油藏水驅(qū)后CO潛力評價及注采方式優(yōu)選

楊 紅1吳志偉2余華貴1江紹靜1朱慶祝3奧洋洋1

1.延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院 2.中國石油長城鉆探工程有限責(zé)任公司 3.中石油新疆油田分公司

針對延長油田喬家洼區(qū)塊由于基質(zhì)致密和非均質(zhì)性嚴重造成注水開發(fā)效果差的問題，通過開展CO2室內(nèi)驅(qū)油實驗，在水驅(qū)基礎(chǔ)上分別對連續(xù)氣驅(qū)和氣水交替驅(qū)驅(qū)油潛力進行評價，并對氣水交替驅(qū)流體注入速度、段塞尺寸及氣水比等注入?yún)?shù)進行優(yōu)化。同時，對區(qū)塊采用水驅(qū)、優(yōu)化井網(wǎng)后水驅(qū)、利用優(yōu)化的CO2驅(qū)注入?yún)?shù)開展氣驅(qū)和注氣5年后轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)4種開發(fā)方案，進行數(shù)值模擬產(chǎn)量預(yù)測。實驗結(jié)果表明，CO2驅(qū)在目標區(qū)塊高含水后有著較大驅(qū)油潛力，連續(xù)氣驅(qū)和氣水交替驅(qū)分別在水驅(qū)基礎(chǔ)上可提高采收率8.43%和20.95%；氣水交替注入方式下采收率隨各注入?yún)?shù)的增大均呈先增加后降低的趨勢，最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳氣水比分別為0.73 mL/min、0.1 PV和1∶1。數(shù)值模擬結(jié)果表明：優(yōu)化井網(wǎng)后水驅(qū)、連續(xù)氣驅(qū)和注氣5年后轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)3種方案在開發(fā)15年后，分別可以在原水驅(qū)方案基礎(chǔ)上提高采收率0.77%、13.81%和12.98%，建議采用注氣5年后轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)方案進行生產(chǎn)。

低滲油藏 CO2驅(qū) 氣水交替 注入?yún)?shù)

我國陸上老油田已逐漸進入開發(fā)中后期[1]，目前,新投入開發(fā)的油田中低滲透等難以動用的儲量所占比重巨大[2-6]，常規(guī)的注水開發(fā)方式由于存在注入水難以注入[7]、地下能量虧空嚴重等問題而開發(fā)效果不明顯[8-10]，而氣驅(qū)因其具有改善油水流度比、溶解膨脹、降低油水界面張力等作用[10-15]備受關(guān)注。延長油田喬家洼區(qū)塊平均滲透率1.22×10-3μm2，平均孔隙度12.8%，平均滲透率級差4.6，屬典型的低孔、低滲油藏，且區(qū)塊非均質(zhì)性嚴重。

該區(qū)塊于2008年3月開始進行注水開發(fā)，平均單井日產(chǎn)油量由開發(fā)初期的1.52 t下降到目前的0.18 t。同時，在注水開發(fā)中發(fā)現(xiàn)部分注水井出現(xiàn)注入水難以注入，水驅(qū)動用程度低等問題(圖1)。為提高區(qū)塊儲量有效動用程度，目標區(qū)塊于2012年9月開始進行CO2注入試驗。為此，開展了CO2驅(qū)潛力評價實驗，并對CO2驅(qū)注入?yún)?shù)進行了優(yōu)化。以優(yōu)化后參數(shù)為基礎(chǔ)，開展了區(qū)塊數(shù)值模擬研究，為喬家洼區(qū)塊進一步開展CO2驅(qū)現(xiàn)場試驗提供了理論依據(jù)和指導(dǎo)。

1 實驗方法

1.1 實驗材料

RS6000流變儀、耐腐蝕巖心夾持器、高壓物性儀、高壓配樣器、高壓計量泵、恒溫箱、油氣分離器、氣體流量計、氣瓶、電子天平、中間容器等。

實驗原油黏度4.87 mPa·s，密度0.86 g/cm3；地層水礦化度71.34 g/L；實驗用巖心為4.5 cm×4.5 cm×30 cm非均質(zhì)方巖心，巖心低滲層和高滲層滲透率分別約為2.5 ×10-3μm2和25×10-3μm2，巖心孔隙度約為18.5%。

1.2 實驗方案

共開展了8組實驗(表1)。其中，1、2組實驗用于CO2驅(qū)潛力評價，2、3、4組實驗用于優(yōu)化注入速度，2、5、6組實驗用于優(yōu)化注入段塞尺寸，2、7、8組實驗用于優(yōu)化氣水比。另外，為了模擬實驗區(qū)塊非均質(zhì)性，實驗中巖心滲透率級差均為10。

表1 CO2驅(qū)油實驗方案Table1 ExperimentalplanofCO2flooding實驗編號巖心參數(shù)孔隙度%滲透率/10-3μm2驅(qū)替方式注入?yún)?shù)注入速度/(mL·min-1)段塞尺寸/PV氣水比117.352.46/25.61連續(xù)氣驅(qū)0.73217.012.52/24.32氣水交替0.730.11∶1319.252.48/26.32氣水交替0.440.11∶1420.012.35/24.68氣水交替1.160.11∶1519.862.51/24.31氣水交替0.730.051∶1618.382.63/25.23氣水交替0.730.21∶1717.262.39/24.87氣水交替0.730.11∶2818.652.36/24.58氣水交替0.730.12∶1

2 CO2驅(qū)潛力評價

由表2中的1組和2組的實驗結(jié)果可看出，后續(xù)連續(xù)氣驅(qū)和氣水交替驅(qū)在水驅(qū)基礎(chǔ)上分別可以提高采收率8.43%和20.95%。這說明，對于目標區(qū)塊，CO2驅(qū)具有較大潛力，且氣水交替驅(qū)效果好于連續(xù)氣驅(qū)。

表2 后續(xù)連續(xù)氣驅(qū)和氣水交替驅(qū)實驗結(jié)果Table2 ExperimentalresultsofWAGandCO2floodingafterwaterflooding實驗編號采收率/%水驅(qū)階段采收率增幅最終采收率123.338.4331.77223.7520.9544.70323.2415.6938.93423.6817.2540.92523.2615.1138.37623.1513.3936.54723.7213.3537.07823.1312.7235.85

連續(xù)氣驅(qū)可在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率是因為經(jīng)長期的水驅(qū)之后，巖心不同程度地形成了水流通道，而在后續(xù)氣驅(qū)過程中，隨著CO2在原油及地層水中的不斷溶解，油水流度比由于原油黏度降低、體積膨脹，水相黏度增大而得到改善，且油水界面張力降低，原有的水流通道會因為水相滲透率的降低而被其一定程度地屏蔽，進而致使CO2進入原先水難以波及的區(qū)域。

相對于水驅(qū)和連續(xù)氣驅(qū)，氣水交替驅(qū)可以更大幅度地提高采收率。這是因為，氣水交替驅(qū)過程中出現(xiàn)的氣水界面增大了氣相和水相的驅(qū)替阻力，這里稱為兩相的抑制作用。具體表現(xiàn)為氣相可以抑制水相過早形成連續(xù)相，延阻水相直接沿著水流通道前進。圖2中，氣水交替驅(qū)含水率變化曲線的大幅波動即可說明氣相對水相的抑制效果；同時，水相可以抑制氣相過早氣竄，圖2中氣水交替驅(qū)CO2大面積突破時間遠滯后于連續(xù)氣驅(qū)。

3 注入?yún)?shù)優(yōu)化

3.1 注入速度

比較表2中2、3、4組實驗驅(qū)替實驗結(jié)果可知，在驅(qū)替速度為0.44 mL/min、0.73 mL/min和1.16 mL/min時，三者提高采收率幅度分別為15.69%、20.95%和17.25%，其提高采收率幅度呈先增大后降低的變化趨勢。這主要是由于當(dāng)驅(qū)替速度較小時，驅(qū)替壓力相對較低，前面注入的氣水段塞對流體剖面的控制能力相對有限；當(dāng)驅(qū)替速度過高時，氣相容易越過水相造成CO2發(fā)生嚴重氣竄。此時，氣水交替驅(qū)波及效率有限。因此，在水驅(qū)程度相近的情況下，最佳驅(qū)替速度為0.73 mL/min。

3.2 注入段塞尺寸

比較表2中2、5、6組實驗驅(qū)替實驗結(jié)果可知，在注入段塞尺寸為0.05 PV、0.1 PV和0.2 PV時，三者提高采收率幅度分別為15.11%、20.95%和13.39%，其提高采收率幅度呈先增大后降低的變化趨勢。

這主要是由于注入段塞尺寸的大小影響著氣水兩相在巖心中的存在形態(tài)。具體表現(xiàn)為，當(dāng)注入段塞尺寸太小時，氣水交替注入頻率加快，黏度較低的氣相會以氣泡的形式分散在黏度較高的水相中形成泡沫連續(xù)相，泡沫連續(xù)相的形成易造成巖心過早水淹。圖3中，注入段塞為0.05 PV時，含水率曲線明顯在其他注入段塞尺寸的含水率曲線之上。注入段塞尺寸太小，對CO2改善油水流度比會產(chǎn)生不利影響；注入段塞尺寸太大時，易造成氣相的過早突破，而氣相的過早突破會大大降低注入流體波及效率，進而降低驅(qū)油效率。圖3中，注入段塞為0.2 PV的氣體大面積突破時間明顯較其他注入段塞尺寸的氣體突破時間提前。因此，在氣水交替驅(qū)過程中，最佳氣水段塞尺寸為0.1 PV。

3.3 注入氣水比

比較表2中2、7、8組實驗驅(qū)替實驗結(jié)果可知，當(dāng)注入氣水體積比為1∶2、1∶1和2∶1時，三者提高采收率幅度分別為13.35%、20.95%和12.72%，其提高采收率幅度呈先增大后降低的變化趨勢。

這主要是由于當(dāng)氣水比太低時，較大的水段塞會直接穿越較小的氣段塞，造成氣體以氣泡的形式分散在水相中形成泡沫連續(xù)相，使氣相對水相的抑制作用無法顯現(xiàn)，而泡沫連續(xù)相則會攜帶著氣相沿著原有的水流通道快速前進，造成氣相無法波及到巖心中的“死角”區(qū)域。圖4中，注入氣水體積比為1∶2時的含水率變化曲線明顯在其他實驗含水率曲線之上。當(dāng)氣水比太高時，水相對氣相的抑制作用有限，氣相會繞過水相造成氣體突破時間提前，氣體的過早突破會降低其在巖心中的波及效率，從而造成驅(qū)油效率的降低。圖4中，注入氣水體積比為2∶1時，氣體突破時間明顯較其他實驗提前。因此，在現(xiàn)場試驗中，選擇最佳氣水體積比為1∶1。

4 產(chǎn)能預(yù)測

4.1 目標井區(qū)建模

為了控制地質(zhì)體的形態(tài)，保證建模精度，平面網(wǎng)格間距為20 m×20 m，平面網(wǎng)格劃分為211×148個網(wǎng)格，縱向上網(wǎng)格間距約為1 m，總網(wǎng)格數(shù)約125萬，本次建模的工區(qū)范圍面積約9.88 km2。

模型中對目標區(qū)塊設(shè)計了4種開發(fā)方案，其中方案1為區(qū)塊原注水方案，方案3和方案4中的注入?yún)?shù)均為實驗優(yōu)化所得。為了研究注入水對區(qū)塊動用程度的問題，設(shè)計方案2以作比較，模型中分別對按上述4種開發(fā)方案開發(fā)15年后進行開發(fā)指標預(yù)測。各方案具體如下：

(1) 保持目標井區(qū)3口注水井，單井日配注量10 m3。

(2) 優(yōu)化井區(qū)井網(wǎng)，將井區(qū)注水井?dāng)U大至10口，單井注入量不變。

(3) 將10口注水井全部改為注氣井。

(4) 10口注氣井在連續(xù)注氣5年后，改為氣水交替注入。

4.2 開發(fā)指標預(yù)測

方案2較方案1注入量增加了3倍，但穩(wěn)定后的單井日產(chǎn)油量僅增加0.13 t，最終采收率僅提高0.77%。表明注水開發(fā)注入量的增大對擴大水驅(qū)波及面積效果不大。從圖5可看出，盡管對注水井網(wǎng)進行了優(yōu)化且注入水量增大，但注入水依然僅僅波及近井地帶且波及面積很不均勻，主力層水驅(qū)前緣(含水率大于50%)在90 m左右，而其它井組水驅(qū)前緣僅為70 m。分析采油井和注水井的剩余油剖面圖發(fā)現(xiàn)，在采油井近井70 m范圍內(nèi)，含油飽和度較低，注水井近井90 m范圍內(nèi)，含油飽和度較低，說明大量的剩余油富集在井間區(qū)域，而注入水難以波及。

從圖6可知，方案3較方案1相比，穩(wěn)定后的單井日產(chǎn)油量是原產(chǎn)量的6.5倍，最終采收率提高13.81%。方案4與方案1相比，穩(wěn)定后的單井日產(chǎn)油量是原產(chǎn)量的6.1倍，最終采收率提高12.98%。表明CO2驅(qū)在目標井區(qū)潛力較大。數(shù)值模擬顯示15年末氣水交替驅(qū)后井區(qū)壓力較方案1井區(qū)壓力提升20%，說明氣水交替一定程度上彌補了注水開發(fā)難以補充的地層能量。

方案3較方案4最終采收率增加0.83%，CO2埋存率增加5%，但15年末其累計注氣量為46.89×104t，而方案4累計注氣量僅為31.07×104t。綜合考慮，建議采用方案4進行開發(fā)生產(chǎn)。

5 結(jié) 論

(1) CO2驅(qū)在試驗區(qū)塊高含水后有著較大驅(qū)油潛力，且氣水交替驅(qū)注入方式下驅(qū)油效果更好。后續(xù)連續(xù)氣驅(qū)和氣水交替驅(qū)分別可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率8.43%和20.95%。

(2) 在氣水交替注入方式下，采收率隨各注入?yún)?shù)的增大均呈先增加后降低的趨勢，最佳注入速度、最佳注入段塞尺寸和最佳氣水體積比分別為0.73 mL/min、0.1 PV和1∶1。

(3) 氣驅(qū)和注氣5年后轉(zhuǎn)氣水交替驅(qū)兩種開發(fā)方案，分別可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率13.81%和12.98%，而優(yōu)化井網(wǎng)后注水開發(fā)僅可以在原水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率0.77%。結(jié)合CO2注入量，建議采用注氣5年后轉(zhuǎn)氣水交替注入方案進行生產(chǎn)。

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CO2floodingpotentialevaluationanditsinjection-productionmethodoptimizationafterwaterfloodinginlowpermeabilityreservoir

YangHong1,WuZhiwei2,YuHuagui1,JiangShaojing1,WangWeibo1,AoYangyang1

(1.InstituteofShanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd,Xi，an710075,China; 2.PetroChinaGreatWallOilDrillingEngineeringCo.,Ltd,Beijing100000,China; 3.Petrochinaxinjiangoilfield,karamay834000,china)

Due to dense matrix and serious heterogeneity, the water flooding development effect is poor in Qiaojiaowa block, Yanchang Oilfield. Therefore, CO2indoor flooding experiment is carried out to potentially evaluate CO2flooding and water alternating gas (WAG) on the basis of water flooding, and optimize the injection parameters such as injecting velocity, slug size and the ratio of gas and water. Besides, yield predictions of water flooding, water flooding based on well optimized, CO2flooding and WAG after injection CO2for 5 years are conducted using numerical simulation. Experimental results show that it is a large potential in target block for CO2flooding after water flooding. The enhanced oil recovery (EOR) improvement of CO2flooding and WAG are 8.43% and 20.95% respectively compared with water flooding. Oil recovery with WAG increases first and then decreases with three injection parameters increase. The best injected velocity, slug size and gas-water ratio are 0.73 mL/min, 0.1 PV and 1∶1. Simulation results show that the EOR improvement of water flooding based on well optimized, CO2flooding and WAG after injecting CO2for five years after developing 15 years are 0.77%, 13.81% and 12.98% respectively compared with water flooding. The suggested production plan is WAG after injecting CO2for five years.

low permeability reservoir, CO2flooding, water alternating gas (WAG), injecting parameter

國家科技支撐計劃課題“CO2埋存與提高采收率技術(shù)”(2012BAC26B03)。

楊紅(1986-)，湖北仙桃人，助理工程師，2014年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，研究生學(xué)歷(工學(xué)碩士學(xué)位)，現(xiàn)任職于延長油田研究院，主要從事提高采收率與油田化學(xué)方面的研究工作。E-mailyh_cup2011@sina.com

TE357.45

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2015.03.019

2014-10-16；編輯馮學(xué)軍